Нафтові і газові родовища

НА́ФТОВІ І ГА́ЗОВІ РОДО́ВИЩА Поклад нафти і газу — природне скупче­н­ня рідких і газоподіб. вуглеводнів в одному або кількох пластах-колекторах з єдиною гідродинаміч. системою. Територі­ально вони приурочені до однієї ділянки земної поверх­ні та контро­люються єдиним структур. елементом. За морфол. і генет. типом складки роз­різняють: антиклінал., стратигр., літологічно обмежений, гідродинамічно екранований і тектонічно екранований поклади. Родовище нафти і газу складають один або кілька покладів вуглеводнів. За кількістю продуктив. горизонтів (покладів) родовища поділяють на одно- та багатопластові. Однообʼєктні родовища — це родовища, в яких існує лише один обʼєкт чи поклад або всі поклади обʼ­єд­нуються в один обʼєкт роз­робки. Залежно від початк. фазового стану та складу осн. вуглеводневих сполук за початк. пласт. умов родовища (поклади) поділяють на: однофазові — нафтові (містять нафту з роз­чиненим у ній газом), газові (лише вільний газ) та газоконденсатні (вільний газ із різною кількістю конденсату; фракції С5Н12 + вищі); двофазові (одночасно 2 фази: нафта з роз­чиненим газом і вільний газ або вільний газ із конденсатом). Залежно від спів­від­ноше­н­ня обʼєму нафтонасиченої частини Vн та суми обʼємів нафтонасиченої Vн і газонасиченої Vг частин пласта — (–Vн = Vн / (Vн + Vг)) — існують на­ступні двофаз. родовища (поклади): нафтові з газовою або газоконденсат. шапкою (–Vн > 0,75), газонафтові та газоконденсатонафтові (0,5 < –Vн ≤ 0,75), нафтогазові та нафтогазоконденсатні (0,25 < ––Vн ≤ 0,5) і газоконденсатні з нафтовою облямівкою (–Vн ≤ 0,25). До двофазових також зараховують газогідратні родовища (поклади), в яких за початк. пласт. умов містяться вільний газ і газові гідрати (кристалічні тверді тіла, утворені молекулами газу та води). За величиною динаміч. вʼязкості нафти у пласт. умовах (μн.пл) нафт. поклади традиц. вуглеводневих систем поділяють на 4 групи: поклади маловʼязкої нафти (μн.пл ≤ 5 мПа∙с), поклади се­редньовʼязкої нафти (5 < μн.пл ≤ 10 мПа∙с), поклади вʼязкої нафти (10 < μн.пл ≤ 30 мПа∙с), поклади ви­соковʼязкої нафти (μн.пл ≥ 30 мПа∙с). За початк. вмістом стабіл. конденсату (фракції С5Н12 + вищі) у газі (qк) газоконденсатні поклади традиц. вуглеводневих систем поділяють на 5 груп: з незнач. вмістом стабіл. конденсату (qк ≤ 10 см³/м³), з малим вмістом стабіл. конденсату (10 < qк ≤ 150 см³/м³), із серед. вмістом стабіл. конденсату (150 < qк ≤ 300 см³/м³), з високим вмістом стабіл. конденсату (300 < qк ≤ 600 см³/м³), з дуже високим вмістом стабіл. конденсату (qк > 600 см³/м³). За величиною абсолют. проникності колектора (к) нафтові і газові поклади поділяють на: низько- (к ≤ 0,05 мкм²), середньо- (0,05 < к ≤ 0,15 мкм²), високо­проникні (к > 0,15 мкм²). За величиною видобув. запасів нафти та газу роз­різняють 7 груп: унікальні (понад 300 млн т нафти, 300 млрд м³ газу), крупні (100–300 млн т нафти, 100–300 млрд м³ газу), великі (30–100 млн т нафти, 30–100 млрд м³ газу), середні (10–30 млн т нафти, 10–30 млрд м³ газу), невеликі (5–10 млн т нафти, 5–10 млрд м³ газу), дрібні (1–5 млн т нафти, 1–5 млрд м³ газу), дуже дрібні (до 1 млн т нафти, до 1 млрд м³ газу). За складністю геол. будови, фазового стану вуглеводнів, умовами заляга­н­ня та мінливістю властивостей продуктив. пластів виділяють незалежно від величини запасів вуглеводнів такі поклади: поклади простої будови (з непорушеними або слабкопорушеними структурами, їхні продуктивні пласти містять однофаз. флюїд і характеризуються витриманістю товщин і колектор. властивостей у плані та в роз­різі; коефіцієнти піщанистості не менше 0,7 і коефіцієнт роз­членува­н­ня не більше 2–6); поклади склад. будови (мають одно- або двофаз. флюїд і характеризуються знач. мінливістю товщин і колектор. властивостей продуктив. пластів у плані та в роз­різі, літолог. заміще­н­нями колекторів не­продуктив. породами або наявністю тектоніч. порушень; коефіцієнт піщанистості менше 0,7 і коефіцієнт роз­членува­н­ня більше 2–6); поклади дуже склад. будови (для них характерні як наявність багатофаз. флюїдів, літолог. заміще­н­ня, тектонічні поруше­н­ня, так і невитриманість товщин і колектор. властивостей продуктив. пластів у плані і в роз­різі). До категорій покладів склад. і дуже склад. будови також належать газонафт. та нафтогаз. поклади, в яких нафт. облямівка під­стилається пі­дошов. водою і в яких нафта залягає у ви­гляді тонких (вузьких) облямівок у неоднорід. пластах.

Р. М. Кондрат

Україна є однією з най­старіших нафт. держав світу. Нафтогазоносність її тер. об­умовлена особливостями еволюції земної кори, наявністю необхід. умов генерації, міграції, акумуляції та консервації вуглеводнів. У межах України виділяють платформну та геосинклінал. гео­структурні зони земної кори, а також пере­хідну між ними зону кра­йових прогинів. Тектонічна будова та закономірності роз­міще­н­ня Н. і г. р. є наук. основою для ви­окремле­н­ня в Україні Сх., Зх. і Пд. нафтогазонос. регіонів.

Основним є Сх. нафтогазонос. регіон, пред­ставлений Дні­провсько-Донецькою нафтогазоносною областю, що у геол. від­ношен­ні є рифтоген. западиною, сформованою в тілі давньої Східно-європейської платформи між Українським кри­сталічним щитом і Воронез. антеклізою. У межах Дні­провсько-Донецької западини на докембрій. фундаменті залягає осад. чохол, складений палеозой., мезозой. і кайнозой. породами, макс. товщина якого у найбільш зануреній пд.-сх. частині западини досягає 16–18 км. Осн. нафтогазоносні комплекси повʼязані з від­кладами камʼяно­вугіл. та перм. систем. Крім того, поклади вуглеводнів трапляються у породах девон., тріас. та юрського віків, а також у роз­щільнених зонах кри­сталіч. фундаменту. Нафта і газ містяться пере­важно у териген., рідше у карбонат. породах. Продуктивні гори­зонти виявлені на глиб. від 0,4 до 6,1 км. Поклади пере­важно пластові склепін­ні, часто тектонічно або літологічно обмежені, а також масивні. Нафти легкі або середні (густина від 800 до 860 кг/м³), малосірчисті, малосмолисті, парафінисті. Вільні гази містять 80–95 % метану, на газоконденсат. родовищах — до 300 г/м³ конденсату. Роз­різняють Глин.-Солохів. газонафтонос., Монастирищен.-Софіїв. нафтонос., Антонів.-Білоцерків., Руденків.-Пролетар., Талалаїв.-Рибал., Пн. борту нафтогазоносні, Кальміус-Бахмут., Красно­ріц., Машів.-Шебелин., Рябу­хин.-Пн.-Голубів., Спів­аків. газоносні р-ни. Основними є Шебелинсь­ке газоконденсатне родовище, Західно-Хрестищенське газоконденсатне родовище, Єфремівське газоконденсатне родовище, Яблунівське газоконденсатне родовище, Глинсько-Роз­бишівське нафтогазоконденсатне родовище, Гнідинцівське нафтогазове родовище, Леляківське нафтове родовище та Бугруватівське нафтове родовище. Зх. нафтогазонос. регіон обʼєд­нує області Пере­дкарпатського прогину та Закарпатського прогину, Складчастих Карпат і Волино-Поді­л­ля (див. Карпатська нафтогазоносна провінція). Основ­ною з них є Пере­дкарпатська нафтогазоносна область, повʼяза­на з однойм. кра­йовим прогином, що від­діляє мегантиклінорій Сх. Карпат від Сх.-європ. платформи. У Більче-Волиц. (Зовн.) зоні прогину зосереджені пере­важно газові родовища, повʼя­зані з брахіантиклінал. складками. Поклади газу залягають пере­важно в териген. міоцен. породах, а також у териген. верх­ньокрейд. і карбонат. верх­ньоюр. від­кладах. Вміст метану в газах 93–99 %. Важливе значе­н­ня має від­кри­т­тя Лопушнянського нафтового родовища у мезозой. від­кладах Більче-Волиц. зони, пере­критих насувом Внутр. зони прогину та Складчастих Карпат. Майже всі роз­ві­дані нафт. родовища Зх. регіону зосереджені у Борислав.-Покут. (Внутр.) зоні Пере­дкарпат. прогину та повʼя­зані з видовженими антиклінал. складками, роз­битими тектоніч. поруше­н­ням і пере­вернутими або насунутими у пн.-сх. напрямі. Регіонально нафтогазоносними є палеоген. від­клади, зокрема меніліт. світа олігоцену. Трапляються як легкі, так і середні й важкі нафти (густина їх коливається в широких межах — від 800 до 900 кг/м³). Нафти парафінисті (вміст парафіну 7–10 %), малосірчисті. Нафт. і газові поклади у Пере­дкарпат. прогині залягають на глиб. від 0,1 до 5 км. Осн. родовищами, окрім Лопушнянського, є Долинське нафтове родовище, Бориславське нафтогазоконденсатне родовище, Орів-Уличнянське нафтове родовище, Битків-Бабченське нафтогазоконденсатне родовище, Дашавське газове родовище, Більче-Волицьке газове родовище, Рудківське газове родовище. У Закарпатській газоносній області від­крито 4, а у Волино-Поділ. нафтогазонос. області — 2 невеликих газових родовища. У Складчастих Карпатах здавна ві­домі не­значні нафт. родовища, що залягають на малих глибинах (100–500 м) у палеоген. і верх­ньокрейд. породах.

Пд. нафтогазонос. регіон, окрім суходолів Криму, Пн. Причорно­морʼя та Приазовʼя, охоплює укр. сектор Чорного й Азовського морів (див. Причорноморсько-Кримська нафтогазоносна провінція). У його межах виділяють Перед­до­бруджан., Причорномор.-Крим., Індоло-Кубан. й Азов.-Березан. нафтогазоносні області. Осн. нафтогазонос. комплексом у Перед­до­бруджан. області є девонський, а в ін. областях — нижньо- і верх­ньокрейд., палеоген-еоцен. та олігоцен-нижньоміоцен. (майкоп.) комплекси. Поклади нафти та газу залягають на глиб. від 0,1 до 4,5 км. Всього в регіоні виявлено 10 нафт., 7 газоконденсат. і 22 газових родовища. Основними є Штормове газоконденсатне родовище, Фонтанівське газоконденсатне родовище та Голицинське газоконденсатне родовище. Після 2014 унаслідок анексії АР Крим значна кількість родовищ Пд. нафтогазонос. регіону контролюється рос. владою.

На території України з давніх часів були ві­домі нафтогазо­прояви в Криму та Карпатах. Протягом багатьох років до серед. 19 ст. нафту видобували тут для освітле­н­ня та за­стосува­н­ня в медицині. Пром. роз­робка нафт. родовищ у р-ні м. Борислав (нині Львів. обл.) роз­почалася у 1880-х рр. 1908–10 в Галичині, що пере­бувала у складі Австро-Угор. імперії, видобували по 1,7–2 млн т нафти на рік, що було на той час третім показником у світі (після США і Рос. імперії). У подальшому видобуток нафти на території України по­ступово зменшувався і напередодні 2-ї світової війни становив 300 тис. т на рік. Початок роз­витку газової промисловості в Україні припадає на 1924, коли було уведено в роз­робку Дашав. родовище.

Сучас. етап роз­витку нафтогазовидобувної промисловості роз­почався у 1950-х рр., коли на Сх. УРСР була від­крита Дні­пров.-Донец. нафтогазоносна область, а у Пере­дкарпат. прогині роз­ві­дані й уведені в роз­робку родовища, повʼязані з глибин. складками Пере­дкарпат. прогину. Макс. видобутку нафти в Україні досягнено 1971 (13,35 млн т), а природ. газу — 1975 (66,1 млрд м³). Починаючи від серед. 1970-х рр. обсяги видобутку нафти та газу по­стійно зменшувалися. 1996 уперше за остан­ні роки вдалося зупинити паді­н­ня видобутку вуглеводнів, що склав: нафти з конденсатом — 4,1 млн т (нафти — 2,95 млн т, конденсату — 1,15 млн т), газу — 18,4 млрд м³. Усього за понад ніж столітню історію роз­робки родовищ вуглеводнів (до 1996 включно) в Україні видобуто 283,7 млн т нафти, 58,3 млн т конденсату та 1692,4 млрд м³ газу (включно з роз­чиненим). Донині у Сх., Зх. і Пд. нафтогазонос. регіонах від­крито понад 330 родовищ вуглеводнів.

П. Ф. Шпак, Б. Л. Крупський

Завантажити статтю